Экология/4Промышленная экология и медицина труда

д.т.н. Кенжетаев Г.Ж., Тайжанова Л.С, Серикбаева А.

Каспийский государственный университет

технологий и инжиниринга имени Ш.Есенова, Казахстан

Улучшение тепловоспринимающей подогревателей нефти

 

         Рассматриваемая проблема предполагает формулировку концепции ликвидации отстойников, и анализ различных аспектов технических решений, оценку эффективности и выбора наи­лучшего варианта.  Для выяснения возможности использования солнечной энергии, водоподогревателями применяемыми на месторождении в системе разогрева и сбора амбарной нефти, нами выполнен расчет теплотехнических характеристик, и проанализированы полученные результаты расчетов.

      Так, на месторождении, для образования канала на поверхности нефти в амбарах распределялись U - образные трубы с наружным диаметром dн = 0,025 м, и по сечению этих труб, находящимися в сформированными ими каналах, и по трубам теплообменного аппарата, расположенного в баке-приемнике разогретой нефти (рисунок 1) циркулировала горячая вода. Проходя по этой системе вода охлаждалась с температуры  t′2  = 90°С до t″2 = 50°С.  Рассматривались варианты нагрева воды - либо паровой подогрев, или солнечная энергия. Расход воды, как известно, зависит от длины U - образной трубы может меняться от 0,1 до 1 кг/с, при этом мощность водоподогревателя определяли по формуле:

 

                                              Q = GCpm (t″2 - t′2)                                      (1)

 

где G – расход воды, кг/с; Cpm - удельная изобарная теплоемкость воды, кДж/(кг·К); t″2 - t′2  - температура воды на выходе и входе в подогреватель ºС

      Средняя плотность потока лучистого теплообмена поглощенного поверхностью тела на широте Жанаозен, составляет = 3 ккал/(см2 месяц) или 210 Вт/м2 [1]. Это свидетельствует о том, за счет улучшения поглощательной способности подогревателей, сбор нефти с поверхности амбара имеется возможность круглосуточного отбора нефти с мая по октябрь. Оценив тепловые потери, связанные с конвективным теплообменом в окружающую среду и с теплопроводностью в толщину нефти 10 % от величины поглощенной радиации, можно определить количество подвижной нефти, образовавшейся в единицу времени на 1 га, площади поверхности.

 

 = 4,97·10-3 кг/(м2·ч)                             (2)

 

где - температура поверхности нефти °С, для плотности потока солнечного излучения  210 Вт/м2;  - температура окружающей среды, °С.

К примеру, площадь поверхности, с которой следует собрать нефть, чтобы полностью загрузить насосы с объемной производительностью Vн = 2,5 + 2,5 + 1,0 = 6,0 л/с, равна:

 м2                                       (3)

 

где  - плотность амбарной нефти, г/см3.

Исходя из этого, приведем рассматриваемые на месторождении варианты системы подогрева нефти с общей длиною труб подогревателей от 2760 м, до 27640 м, соответственно с площадью от 69 м2 до 691 м2, при наружном диаметре труб 0,025 м. Плотность потока теплового излучения, поглощенного поверх­ностью водоподогревателя, была рассчитана по соотношению [4]:

 

                   = 242 Вт/м2                          (4)

 

где: AS – поглощательная способность поверхности водоподогревателя, AS = 0,9;  - степень черноты тела,  = 0,9; Со - константа излучения абсолютно черного тела, Со=5,67 Вт/(м2∙К4); Та- температура атмосферы, Тa = 220 К; Тп - температура наружной поверхности труб  водоподогревателя, Тп = 343 К; QS  -  тепловой поток  излучения солнечной радиации.

 

   

Рисунок 1 – Схема существующего бака-приемника

разогретой нефти и водоподогревателей

 

       Результаты расчетов показали, что плотность потока теплового излучения, поглощаемого поверхностью водоподогревателя, даже без учета конвективного теплообмена, сравнительно мала qизл = 242 Вт/м2. В этом можно убедиться, из результатов расчетов теплотехнических характеристик подогревателей воды  для использования солнечной энергии приведенных в таблице 1. По полученным данным, построены зависимости теплового потока, теплопередачи, теплоотдачи и длины подогревателей от их площади при использовании солнечной энергии (рис. 1,2,3).

Таблица 1 - Характеристики водоподогревателей, использующих солнечную энергию

№ п/п

F, м2

l, м

Gв, кг/с

Q, кВт

α1 Вт/(м2·К)

К1 Вт/(м2·К)

1

69

2760

0,10

167,20

2560

79,1

2

118

4720

0,17

284,20

2980

80,8

3

249

9960

0,36

601,90

3312

81,7

4

387

15480

0,56

936,30

3782

82,3

5

518

20720

0,75

1254,00

3962

82,7

6

691

27640

1,00

1672,00

4112

82,9

 

  

 

Рисунок 2 – Зависимость теплопередачи от мощности водоподогревателей используемых на месторождении

 

        Из данных таблицы ясно видно, что подбор количества подогревателей из труб, был ориентирован на охват ими больших площадей поверхности амбаров-накопителей, с целью максимального отбора сливной нефти, с использованием благоприятных условий в летнее время, когда при температуре более 30°С, возможен непрерывный процесс сбора. Но вместе с тем, разработчиками не учтено главное условие теплообмена – площадь тепловоспринимающей поверхности, которая на 1 метр трубы составляет всего лишь 0,02 м2.

      Это свидетельствует о том, что какой бы длины не был бы подогреватель,  поглощение радиации будет восприниматься только полосой соответствующей диаметру трубы [2].

      Так, при длине труб 2760 м, площадь их составляет всего лишь 69 м2. При увеличении теплового потока от 167,2 до 1720 кВт, коэффициент теплопередачи возрастает лишь на 3 Вт/(м2·к), что объясняется малой площадью теплопередающей поверхности в сравнении в ее длиной, в десятки раз ее превышающей.

   

 

Рисунок 3 – Зависимость теплоотдачи труб от площади поверхности водоподогревателя

 

Известно, температура прямого нагрева тела при лучистом теплообмене зависит от площади вхождения солнечной радиации на поверхность облучения, и тепловоспринимающей способности. Незначительное повышение коэффициента теплоотдачи труб к поверхности  на 550 Вт/(м2·к), при увеличении площади труб, в десять раз от 69 до 691 м2, подчеркивает о нецелесообразности такого охвата трубами поверхности накопителя, при их очень малой площади поглощения солнечной радиации [5].

 

 

Рисунок 4 – Зависимость площади подогревателей от их общей длины

 

Это обуславливает большую металлоемкость и громоздкость водоподогревателей, использующих энергию солнца. Поэтому при данных температурных и гидродинамических режимах в системе разогрева и сбора амбарной нефти, применяется паровой водоподогреватель. Вышеизложенное свидетельствует о том, что использование солнечной энергии для подогрева воды,  гелиоподогревателей возможно только при благоприятной радиационной обстановке, и при более низких температурах t′2 , t"2   и малых  расходах горячей воды, что и является предметом исследований. Тепловые характеристики этой простейшей системы можно улучшить за счет увеличения площади поверхности подогревателя, воспринимающей солнечное излучение, а тепловые потери можно уменьшить размещением светопрозрачных покрытий над поверхностями подогревателя и нефти [3].

 

Литература

 

1. Мероприятия по ликвидации комплекса амбаров-накопителей на месторождении Узень // Жанаозенская экологическая компания. «ЖОЭК». Узень. 2005. 193 с.

2. Александров В.К. Семьянистов А.И. Опыт откачки Мангышлакской нефти и нефтешламов из земляных емкостей // М.: Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1989. - № 9. – С 28-31.

3. Семьянистов А.И. Способы и технические средства для ликвидации нефтеотходов в твердом агрегатном состоянии.  М.: Недра, 1979. – 176 с.

4. Кенжетаев Г.Ж., Жайылхан Н.А. К вопросу извлечения сливных нефтяных отходов из амбаров-накопителей. Материалы семинара «Инновационный потенциал Мангистауской области» Актау-2005. 13.12.05. С 150-160

5. Кенжетаев Г.Ж., Ахмеджанов Т., Юнусов Н. Гелиоподогреватель высокопарафинситой нефти. Авторское свидетельство № 54714. Республика Казахстан. МЮ. НИИС. АСТАНА – 2008. Бюлл. № 5 2008. С 145